中国海油集团能源经济研究院院长王震等：中国天然气行业“十五五”发展展望：基础、挑战和建议

在全球能源转型进程持续提速以及中国“碳排放双控”政策不断深化落地的背景下，天然气作为衔接传统能源与可再生能源的关键纽带，其清洁低碳特性与电力系统调峰价值愈发凸显。“十四五”时期，中国天然气行业在供应体系多元构建、市场机制改革突破等方面经历了系统性变革，为能源结构低碳转型奠定了重要基础。“十五五”时期是能源转型的关键攻坚阶段，能源发展呈现新的阶段性特征与战略要求，不仅需要实现二氧化碳排放总量的峰值控制，更是中国从高碳排放经济模式向低碳发展模式转型的重要转折点，要求能源体系在供需结构优化、技术创新突破、制度设计完善等维度推进更深层次变革。在此背景下，天然气作为单位热值碳排放最低的化石能源，既肩负着替代煤炭等高碳能源的转型使命，也面临碳减排政策约束与新能源替代的双重压力。因此，在这一关键时期，系统性研判天然气行业的转型路径至关重要。

本文立足能源转型的底层逻辑，系统探究天然气在新型能源体系中的功能定位，并以行业中长期发展空间预测为基础，进一步剖析“十五五”时期天然气行业在资源开发、市场消纳、制度建设等关键领域面临的核心机遇与挑战，最后提出天然气行业发展策略与政策建议，以期为天然气在能源转型中找准定位、突破瓶颈、实现可持续发展提供参考。

1　“十四五”期间中国天然气行业发展概述

1.1　消费市场稳步扩大

“十四五”以来，中国天然气消费量呈波动增长态势：2022年消费量出现历史性下降，但2023—2024年，受国际气价下跌等因素影响，中国天然气消费量逐步恢复增长。据预测，2025年中国天然气消费量有望突破4 400×10⁸ m^3[1]，较2020年增长34%，年均增速达6.1%，但远低于“十三五”时期12%的年均增速。从消费结构来看，城市燃气用气以280×10⁸ m³的增量贡献了全国天然气消费总增量的40%，工业用气则保持约38%占比，持续位居用气量首位。

1.2　供应端呈现“国产快速增长、进口持续多元”格局

“十四五”以来，依托国内油气企业油气勘探开发力度持续加大、国际能源合作深入推进、进口气源多样化拓展，中国天然气供应总体保持稳定增长趋势。预计2025年，中国天然气总供应量将由2020年的约3 300×10⁸ m³提升至4 440×10⁸ m³，年均增速约6%。其中，国产气量将由1 888×10⁸ m³增至2 600×10⁸ m³，天然气对外依存度由42.4%降至41.6%；进口气量由1 400×10⁸ m³增至1 840×10⁸ m³，进口来源国拓展至24个。

1.3　市场化改革取得突破

“十四五”以来，中国天然气行业遵循“管住中间、放开两头”的总体改革要求，持续优化价格机制，市场化改革成效显著。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》，明确围绕提升国家油气安全保障能力的核心目标，针对油气行业体制存在的突出问题，积极稳妥推进油气行业上中下游全链条体制机制改革，确保能源稳定可靠供应。在改革的实践中，上游领域将矿业权竞争性出让上升到法律层面，确保了矿业权获取的公开、公正、公平^[2]。运输环节持续完善天然气管输价格形成机制^[3]，干线管输价格形成机制由“一线一价”“一企一率”逐步向“一区一价”过渡^[4]；同时，进一步规范储存、气化等环节的基础设施价格管理；价格上下游价格联动机制进一步完善^[5]。截至2024年12月，全国已有超过130个市县发布了涉及居民侧天然气价格联动机制的相关文件或通知。“十四五”以来天然气行业关键政策如表1所示。

表1　中国“十四五”以来天然气行业关键政策梳理表

整体来看，“十四五”以来，中国天然气市场化改革政策已围绕上游法律保障、中游基础设施运营与定价、下游终端价格形成等多个维度构建起更加市场化、规范化和透明化的框架体系。相关政策的出台有利于激发产业链各环节的活力，优化资源配置效率，改善成本传导机制。

1.4　基础设施建设加快

全国天然气管道总里程持续增长，“全国一张网”建设稳步推进^[6]。截至2024年，全国天然气长输管道总里程约12.3×10⁴ km，较2020年底增长12%；一次管输能力从2020年的2 230×10⁸ m³增长至3 940×10⁸ m³，增幅达76%，天然气“全国一张网”日供气能力超10×10⁸ m³。储气能力显著提升，调峰能力短板有所改善。据公开资料测算，截至2024年，中国地下储气库共42座，设计总库容达796×10⁸ m³，工作气量超262×10⁸ m³，较2020年增加121×10⁸ m³，增幅达85%，地下储气库供气量占天然气消费总量的比重达6.2%，较2020年提高2%；LNG接收站储罐罐容折合气态天然气151×10⁸ m³，较2020年增加62×10⁸ m³，增幅达70%。

LNG接收站建设加速推进，运营主体持续多元化^[7]。截至2024年，全国已投产LNG接收站31座，总接卸规模达1.575×10⁸ t/a，较2020年增加6 523×10⁴ t/a，增幅达71%。在运营主体方面，截至2024年，除国家管网、中国海油、中国石油和中国石化外，地方国有企业、民营企业已多达12家。其中，国家管网接卸能力3 960×10⁴ t/a（占比25%），位居首位；其次是中国海油2 860×10⁴ t/a（占比18%）；中国石油2 060×10⁴ t/a（占比13%）；中国石化2 180×10⁴ t/a（占比14%）；地方国有企业、民营企业（广汇能源股份有限公司、新奥能源控股有限公司、深圳市燃气集团股份有限公司等）接收能力逐渐增强，规模达4 690×10⁴ t/a（占比30%）。

1.5　天然气与新能源融合发展初见成效

“十四五”以来，中国通过政策创新与技术突破，初步构建了天然气与新能源融合发展的产业生态。2022年1月，《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，因地制宜建设天然气调峰电站，推动气电与风电、光伏发电融合发展及联合运行^[8]。2024年6月，国家发展和改革委员会发布了《天然气利用管理办法》，将油气电氢综合能源供应项目、终端天然气掺氢示范项目，以及综合能源利用效率70%以上的天然气分布式能源项目（包括与可再生能源的综合利用、多能互补项目）纳入优先类。从实际发展情况来看，天然气与新能源融合模式已呈现多元化、规模化特征，覆盖油气田绿色转型、氢能掺混示范、生物天然气农业循环、分布式能源综合利用等领域。

中国石油西南油气田公司统筹天然气勘探开发与新能源协同发展^[9]，打造“天然气+风光电、余压发电、伴生资源、氢能”的绿色发展西南模式。2021年12月，国家电力投资集团有限公司成功完成15%掺氢燃烧改造并实现正常运行，成为首个全球商业领域燃气轮机燃氢示范项目。2023年9月中国石油和浙江省能源集团有限公司联合开发的全国首个城市燃气—氢能制储掺输分用一体化示范项目成功投运。2024年11月，国内首条可掺氢高压长输管道，包头—临河输气管道工程项目正式竣工通气。2020年年底，中国天然气分布式能源总装机量达2 274×10⁴ kW，2022年增长至2 640×10⁴ kW^[10]。中国城市燃气协会分布式能源专业委员会研究认为，2025年装机规模有望突破3 000×10⁴ kW^[11]。

2　中国天然气行业“十五五”期间发展空间

2.1   天然气在新型能源体系中的地位与作用

新型能源体系是党的二十大报告提出的重要能源发展新概念。新型能源体系以绿色、低碳为核心导向，以保障能源安全、高效、可持续供应为首要目标，重点强调传统化石能源与新能源之间协同互补^[12]。天然气具有高效、低碳、灵活和便捷的特点，相较于其他化石能源展现出更强的新能源互补性与跨界融合潜力^[13-14]，因此成为聚焦研究的关键领域。

贾爱林等^[15]认为，天然气作为可再生能源的长期伙伴，将在中国能源结构转型中发挥稳定与调节作用。邹才能等^[16]指出，天然气具有双重替代和支撑价值，既是煤炭、石油等高碳能源的重要替代选项，又是与新能源融合发展的安全“稳定器”。周淑慧等^[17]认为，在能源安全、推进能源转型等新时代背景下，中国天然气发展进入了新阶段，工业领域“补煤替煤”、发电领域“融合新能源”将是中国天然气未来发展的两大战略方向；同时天然气将继续在城市燃气领域长期发挥基础能源作用、在交通领域发挥过渡性能源作用。综合来看，天然气的定位既植根于其物理特性与基础设施适配性，也顺应了能源系统对安全与低碳的双重需求。在新型能源体系中，天然气将承担多重关键角色：短期是高碳能源退出的替代主体，中长期是多能系统耦合的调峰枢纽与氢能发展的过渡载体，是不可跨越的过渡性能源与面向未来的创新载体。

2.2　中国天然气供应能力

天然气产量的预测方法主要有类比法（如资源采气速度法）、生命旋回模型法（如哈伯特、翁氏模型等）^[18-20]、储采比控制法、产量构成法^[21]、数值模拟法^[22]等。长期预测方法主要是从油气聚集、成藏、资源量、探明地质储量、可采储量产量出发^[23]，统筹考虑已发现（在生产、在建设）、待发现储量，聚焦资源量、技术可采储量、探明率、采气速度等油气藏参数对油气产量进行中长期预测^[24]。本文借鉴已有方法的核心思想，以海域、陆上常规气+致密气、陆上页岩气、陆上煤层气+煤岩气为研究对象^[25]，分年度分阶段刻画在生产气田、在建设气田、在评价气田和待发现气田的产量规律。预测结果显示（图1），中国天然气产量仍有较大的增长空间。持续推进中国天然气增储上产，2030年天然气产量有望突破3 100×10⁸ m³。

图1　中国天然气产量中长期预测图

中国持续推进管道气进口能力建设。2024年，中国在役进口天然气管道输气能力超过1 000×10⁸ m³，2024年实际完成管道气进口759×10⁸ m³。其中，中缅管道于2013年建成，设计输气能力120×10⁸ m³/a；中亚管道A、B、C线设计能力合计550×10⁸ m³/a，在2026年中亚管道D线完工后，中国中亚天然气进口管道的输送能力将增加300×10⁸ m³/a，达850×10⁸ m³/a；中俄东线于2019年建成，设计输气能力约380×10⁸ m³/a，在2026年中俄—远东线建成后，中俄管道气进口能力将增加到480×10⁸ m³/a。若中俄中线工程能够顺利开工建设，中国自俄罗斯的天然气进口能力将进一步增加至980×10⁸ m³/a。综合来看，未来中国的管道气进口能力有望达到1 950×10⁸ m³/a。中国跨境天然气管道情况如表2所示。

表2　中国跨境天然气管道情况表

LNG接收站产能建设处于快速增长期。截至2025年3月，已投产LNG接收站数量达31座，总接卸规模为1.57×10⁸ t/a。考虑在建以及规划项目，2030年，LNG接卸规模将提升至2.6×10⁸ t/a。

储气库建设规划稳步推进，储气规模持续提升。为保障国家能源安全，有效提升市场调节和风险应对能力，中国将持续统筹推进地下储气库、LNG储罐等储气设施建设。预计“十五五”期间，新增重庆万顺场储气库、大港油田储气库等15座地下储气库。预计到2030年，中国天然气储气能力达到800×10⁸ m³/a，其中地下储气库工作气量约500×10⁸ m³/a，LNG储罐储气能力折合气态天然气超300×10⁸ m³/a。

2.3　中国天然气消费量预测

中国天然气消费量受GDP、产业结构、城镇化率、人均可支配收入等多个关键因素影响^[26-31]。本文在综合以上影响因素的基础上，充分考虑天然气消费量与人均可支配收入的长期协整关系^[32]，建立误差修正模型，并基于该模型对天然气消费量进行预测研究。

《关于〈中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议〉的说明》（2020）^[33] 中明确指出，到2035年实现我国经济总量或人均收入翻一番。本文以“2035年人均可支配收入较2020年翻倍”为核心假设条件，用误差修正模型预测未来中国天然气消费总量，预测结果如图2所示。研究数据显示，2030年中国消费总量有望接近5 700×10⁸ m³。需要指出的是，本文天然气消费量预测模型的潜在假设是“供给中性”与“价格中性”，即未考虑供应以及价格对消费量的影响。

图2　中国天然气消费量预测图

2.4　中国天然气供需态势

“十五五”期间，中国天然气将进入供需宽松期，发展空间广阔。2030年中国天然气供应量有望达到5 900×10⁸ m³，显著高于预测的天然气消费量。管道气方面，综合考虑现有进口管道、管道气合同以及拟建管道等因素，预计到2030年中国管道气进口量接近1 000×10⁸ m³，其中，从中亚进口430×10⁸ m³，从俄罗斯进口510×10⁸ m³，从缅甸进口40×10⁸ m³。进口LNG方面，按照2024年全国LNG接收站平均利用率50%计算，2030年中国LNG进口量将超过1 800×10⁸ m³。综合供需两端预测，到2030年中国天然气市场空间将处于5 700×10⁸～5 900×10⁸ m³区间。

在供应能力显著充裕的背景下，市场供需格局的转变将深刻影响行业发展。供大于求的基本面不仅将显著增加国内天然气价格的下行压力，也将充分刺激天然气需求的释放。同时，供应来源的多元化格局与总量充裕的市场环境，为推进国内天然气市场化改革打开了机遇窗口。但必须看到，天然气基础设施可能面临利用效率不足的挑战，这一问题需在行业发展中重点关注与应对。

3　“十五五”期间中国天然气行业机遇与挑战

3.1　天然气行业机遇

全球正步入新一轮LNG产能扩张周期，价格中枢持续下移，为国内市场带来“价优量足”的外部供给环境。受2016—2017年新达成最终投资决定（FID）的LNG项目大量减少等因素的影响，2023—2025年全球LNG供应能力增速放缓，全球LNG供需维持紧平衡态势。但“十五五”时期，因2018—2022年全球通过FID的LNG项目产能较高，全球LNG供应量大幅增加，预计2026—2030年国际LNG市场平均新增产能约4 250×10⁴ t/a，显著高于2021—2024年不到1 000×10⁴ t/a的增速，国际LNG市场将由当前紧平衡转为宽松态势。在国际LNG市场供应宽松背景下，预计TTF、JKM现货价格逐步回落^[34]，为国内获取低成本LNG资源创造有利条件。

“十五五”时期，中国天然气行业发展空间广阔，供需两侧均具备增长动能。从消费侧看，在能源转型目标的引领下，工业绿色低碳转型进程加速、用气人口稳步增加、电力调峰需求快速攀升，“更高效、更低碳、更灵活”的天然气作为支持国家清洁低碳战略的重要资源，消费量将持续增长。从供给侧看，国内天然气市场供应宽松，天然气价格有望下行，进一步刺激潜在需求充分释放，尤其是在价格敏感度较高的工业燃料、交通（重卡、船舶）以及尚未充分开发的城镇燃气等领域。具体来看，“十五五”时期，中国城镇化进程将进一步向纵深推进，2030年城镇燃气普及率将提升至99%以上，基本实现城镇地区全覆盖。同时，南方供暖市场潜力释放，长江中下游地区分户式采暖用气需求将持续增长。在新型电力系统建设的驱动下，可再生能源大规模并网并催生大量调峰调频需求，成为燃气发电增长的核心驱动力，带动发电用气量稳步上升。长途物流占比提升叠加“以旧换新”政策加速老旧货车的更新，LNG重卡保有量将较快增长，预计2030年达150万辆左右，较2024年增长80%，拉动交通用气需求量较快增长。此外，在碳排放权交易市场逐步完善、国际LNG价格下行、国内供需宽松的背景下，工业企业主动实施清洁能源替代的积极性或有所提高，特别是在钢铁、有色、化工、建材等高耗能行业，“气代煤”的经济性和环保效益更加突出，预计工业用气量稳定增长。

总体来看，中国天然气行业市场化改革迎来机遇期。历史经验表明，宽松市场环境下的价格改革阻力更小^[35]，且能通过价格信号引导资源向高效领域配置。供应来源多元化与总量充裕，为打破传统价格管制、构建市场化定价机制提供了缓冲空间。

3.2　天然气行业挑战

中国天然气产供储销体系建设已取得了显著成效，但在能源转型的大背景下，中国天然气行业存在发展空间面临多重挤压、虽具低碳属性但仍含碳、储气调峰能力存在不足、市场化价格机制尚未充分形成等问题。

在能源转型的进程中，天然气行业将面临多维度挤压。虽然天然气凭借其相对较低的碳强度，在工业燃料、城市燃气等领域具备替代高碳能源的天然优势，有望在能源消费结构优化中实现规模扩容。然而，这种发展机遇始终伴随挑战。特别是在发电领域，受天然气发电成本高的影响^[36]，天然气正面临双重竞争：一方面，煤炭清洁利用技术持续迭代升级，以超超临界机组的广泛应用为代表，传统煤电在保持成本优势的同时大幅降低污染物排放，与天然气发电形成竞争；另一方面，光伏、风电等可再生能源在技术进步和政策扶持的双重驱动下，装机规模正实现跨越式增长，不断挤压天然气发电的市场空间。在电力系统调峰能力建设方面，天然气调峰电源同样面临多元替代方案的竞争：煤电灵活性改造技术的成熟应用，使传统煤电机组能够在更宽负荷区间内快速响应电网调度需求，以较低的改造成本实现调峰功能的转型升级；而储能技术的蓬勃发展，无论是电化学储能的快速部署，还是压缩空气储能、飞轮储能等物理储能方式的创新突破，都在逐步构建更加灵活高效的调峰资源体系。

与可再生能源相比，天然气虽具备低碳属性，但仍存在碳排放量。虽然天然气是相对清洁的化石能源，但燃烧过程中仍会产生二氧化碳等温室气体。随着全球气候变化问题的日益严峻，减少温室气体排放成为各国共识性目标，天然气行业需要通过创新技术来减少燃烧过程中的排放量，以满足更严格的环保要求。此外，甲烷是天然气的主要成分，也是全球第二大温室气体，天然气行业在未来或面临更为严格的甲烷泄漏管控政策约束。天然气生产、加工、运输以及利用等环节的甲烷泄露标准将会进一步提高，这也将增加天然气全产业链的成本。

储气调峰能力不足仍是当前中国天然气行业的突出短板。理想状态下，当天然气对外依存度达到或超过30%时，储气量需要满足消费量的12%^[37]。从实际数据来看，截至2024年，中国地下储气库工作气量仅占天然气消费量比重的6.2%，不仅未达到上述标准，也远低于欧美平均水平。到2030年，中国天然气消费有望达到5 700×10⁸ m³，若按照12%的标准计算，中国需要配套储气调峰能力684×10⁸ m³。此外，在全球极端天气频发背景下，天然气消费的季节性、突发性波动将更为频繁，或进一步加剧对储气调峰能力的压力。

当前中国天然气市场化价格机制仍未完全成熟，核心短板体现在价格传导机制仍有较大完善空间^[38]，尤其是国际LNG价格波动无法通过管制气价格疏导，价格信号的市场调节作用被削弱。尽管经过了几轮价格机制改革，大部分天然气的销售价格已不受规定的门站价格管制，但在实际操作中仍存在一些问题。海上气、页岩气、LNG、直供用户、2015年投产的进口管道气等门站价虽然理论上由市场形成，但油气企业进口的LNG现货很大一部分进入长输管网后价格仍受约束。此外，居民与非居民用气、管制气与非管制气等多轨制并存^[39]，加剧市场扭曲，居民用气价格严格受控，非居民用气部分市场化^[40]，交叉补贴严重，制约了市场对资源配置的优化作用。

4　结论与建议

“十四五”以来，中国天然气行业政策体系加速完善，天然气产供储销体系建设稳步推进，为“十五五”时期中国天然气市场发展奠定了良好的基础。预计“十五五”时期中国天然气将呈现供应宽松，价格下行的态势，到2030年中国天然气市场空间将处于5 700×10⁸～5 900×10⁸ m³区间，发展空间广阔。但中国天然气行业仍面临多元能源替代竞争、储气调峰能力存在短板、市场化价格机制尚未充分形成等问题。天然气行业若要实现高质量发展，不仅需要依托自身夯实产业基础、提升全链条运营能力以补齐发展短板，更需要政策的精准引导与支持。具体来看，“十五五”时期，中国天然气行业应从以下几个方面强化发展根基。

4.1　打造5A级产业链

天然气行业要给消费者提供“可获得（Availability）、运得到（Access）、用得稳（Assurance）、买得起（Affordability）、有责任（Accountability）”属性的商品，打造5A级天然气产业链^[41]，才能充分发挥天然气在构建新型能源体系中的过渡能源作用，与新能源协同、互补发展，共同推动中国的能源转型。通过“可获得”筑牢资源根基、“运得到”畅通输送脉络、“用得稳”夯实安全底盘、“买得起”激发消费活力、“有责任”引领绿色变革，不断增强天然气行业竞争力。

首先是要夯实气源保障基础，构建多元供给体系，增强可获得性。一是强化国内勘探开发韧性。加大常规气田精细开发，推进页岩气田、煤层气规模化开采，突破深海、煤岩气勘探开发技术瓶颈。二是构建多元化的进口网络。优化“海气+陆气”进口布局，推进中俄远东天然气管道、中亚D线等陆上通道建设。

其次是要打破管网瓶颈，打通输配“最后一公里”，确保运得到。一是推进“全国一张网”建设。加快中俄东线、西气东输四线等主干管网互联互通，消除省间“断头线”，形成“北气南下、西气东输、海气登陆”多向互济格局。二是完善城乡输配通道。针对农村地区、工业园区等区域，推进乡镇小型LNG气化站、CNG子母站建设，解决村镇用户“用气难”问题。

然后是要构建韧性生态，筑牢供应安全防线，增强供应稳定性。健全储备调峰体系。打造华北、东北、西南、西北等数个百亿立方米级地下储气库群、沿海LNG接收站储罐群，构建地下储气库为主，规模化LNG储罐应急为辅，气田调峰、可中断供应、可替代能源和其他调节手段为补充，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。

再而是要聚焦气源端降本，破解成本痛点，提高使用经济性。一是加快天然气关键前沿核心技术攻关和设备研发，加大数字化、智能化技术应用，提高勘探开发效益，有效降低国产气成本。二是利用“十五五”时期国际LNG市场宽松的窗口期，做好进口合同的价格回顾，降低进口气成本。

最后是要践行低碳转型使命，构建可持续发展模式，强化责任担当。一是打造低碳天然气产业链。上游加强甲烷排放治理，积极探索和推动天然气“集中利用＋CCUS”的近零排放；中游实施LNG接收站冷能梯级利用；下游推进天然气掺氢试点，推动减排强度提升。二是深化天然气—新能源协同发展。与光伏、风电共建“多能互补”基地，在西北、华北建设“风光气储”一体化项目。探索生物天然气开发，利用畜禽养殖、餐厨垃圾生产沼气提纯生物天然气，替代部分化石天然气。

4.2　加强改革与政策引导

根据“管住中间、放开两头”原则，完善矿权出让机制，强化基础设施的监管与公平开放。按照《中华人民共和国矿产资源法》要求，完善矿权出让机制，加大区块投放力度，激发上游市场活力。进一步完善透明、非歧视的基础设施公平开放机制，确保符合条件的市场参与者无差别使用。

在当前以门站价格管理为核心的天然气产运储销价格体系下，通过完善“放管结合”政策，实现上下游价格高效联动。将全国天然气市场从消费端划分为管制气与非管制气两类市场，其中管制气市场严格执行国家发展和改革委员会制定的政府指导价，非管制气价格完全由供需双方自主协商确定。

完善相关政策，推动天然气发电发展。优化规划布局与产业引导，将天然气发电纳入国家及区域能源发展整体规划，明确其在新型电力系统中的战略定位与发展路径，重点支持在负荷中心、可再生能源富集区合理布局调峰气电项目。深化电力市场机制改革，建立健全反映环境成本和灵活调节价值的市场化电价形成机制，保障项目合理收益预期。